火电行业深度报告

口径：电价与季度上网电价为电力行业月度数据库 202609（本报告复算）； 煤价为产业链监测库（新华财经 EDB）；毛利率/亏损面为聚源（与电力深报同源）；估值为申万官方与聚源复算。

• ① 历史锚点：煤价上涨 100 元/吨对应火电度电燃料成本 +3 分左右（按 300 克/千瓦时供电煤耗、 入炉标煤折算），度电利润相应下滑 2.5~3 分——这个锚点与 17 期毛利率序列逐轮互核： 2017 年供给侧煤价上行（北港现货 500→700 元），火电毛利中位 21.2%→12.0%（-9.2pp， 约对应度电 -3 分，当年电价未联动）；2021 年煤价 2000 元时代（现货 591→1800+ 元）， 毛利中位 17.6%→-0.33%（全行业度电毛利转负，亏损面 65.5%）；2023-2025 煤价回落 （900→700 元区间）+ 电价高位，毛利中位修复至 14.2%→17.2%。
• ② 本轮测算（现货 700→900+ 元的账怎么算）：表观 +200 元按锚点应为 -5~6 分， 但两个缓冲改写了账单——长协限价（港口 5500 大卡长协合理区间 570-770 元/吨， 2026 年 9 月现货冲上 1000 元后回落至 982 元，长协履约率高的公司入炉煤价实际只上移约 100 元） + 机组大型化（百万千瓦机组供电煤耗较存量平均低 8-15 克/千瓦时，按 900 元煤价折度电 -0.7~-1.3 分， 新机组相对成本优势扩大）。合计：本轮煤价对入炉成本的净推动约 +100~150 元，度电利润侵蚀 -2.5~-4 分；要守住价差，电价需上行 +2.5~4 分——而现实是代理购电中位 -4.1 分：双向挤压约 5~7 分。
• ③ 谁在挤压中幸存（结构分层）：长协履约率+煤电一体（国电电力、陕西能源）缓冲最深； 沿海高价差区域（上海电力、浙能）电价降幅虽大但基数厚；微利机组（粤电力、华银）弹性最大也最脆弱 （电力深报第九章弹性表：+213%~+352% 的另一面就是同等幅度的下行）。 这就是"火电分化大于电力任何子行业"的微观基础。

煤价冲击与毛利响应为本报告测算/互核（毛利率中位序列 2010-2026H1，聚源口径）； 敏感性锚点 +100 元 ≈ -2.5~3 分为委托方口径（与本报告序列一致）；容量电价折算按 4000 利用小时。

• ① 电量的钱越来越薄：火电利用小时 2013A 5021 → 2024A 4400 → 2025A 4147 → 2026E 4051 → 2028E 3935 → 2030E 3857 小时（行业供需模型）——比 2013 年少 23%。 每千瓦煤电的年电量收入被系统性摊薄：同样一台 66 万千瓦机组，2013 年发电 33 亿度， 2030 年只发 25 亿度——电量价值长期贬值是确定性趋势，这是第一章"价差生意"没有说出口的 另一半账本。
• ② 但煤电装机在"复兴"：2024A/2025A 煤电净新增 3005 / 6435 万千瓦 （2015 年 6273 万千瓦以来新高），火电电源基本建设投资 2025 年 2400 亿元、为 2020 年 553 亿的 4.3 倍——保供与容量电价机制重启了煤电的资本开支周期。火电装机从 2024A 14.44 亿 千瓦增至 2030E 17.87 亿千瓦（+24%）。
• ③ 两个事实相除，就是"以容量换电量"：装机 +24% × 利用小时 -12% ≈ 电量基本没变—— 新增煤电的经济逻辑已经不是发电，而是顶峰备用：每一台新机组都在稀释存量机组的电量价值、 同时抬高全行业的容量价值。这正是第三章容量电价从"补偿"升级为"利润支柱"的微观基础， 也是火电利润结构向"公用事业化"迁移的量化路径。对投资的含义：买火电不再是买"电量×价差"， 而是买"容量收入+价差期权"——前者看机制执行，后者看 2027 长协。

图：火电装机（万千瓦，柱，左轴）与利用小时（小时，线，右轴），2013A-2030E。 2026E 起为行业供需模型预测。

图：煤电净新增装机（万千瓦，柱，左轴）与火电电源基本建设投资完成额 （亿元，线，右轴），2013-2025。口径：电力行业月度数据库 202609。

口径：电力行业月度数据库 202609 全国供需平衡总表（2013A-2030E）。

• ① 机制：2023-11《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501 号）建立 煤电容量电价机制——按回收固定成本的一定比例（多数省份 30%、部分 50%）确定年度容量电价， 通过系统运行费向工商业用户分摊；2026 年提标至不低于 165 元/千瓦·年并扩大适用范围 （研报聚合口径）——按 4000 利用小时折算约等于度电 +1~1.5 分的机制性收入，且与煤价、电价周期 完全不相关。
• ② 为什么它改变估值逻辑：容量电价占利润比重提升 = 火电利润中"与煤价-电价周期无关"的 部分变大——30-50% 的固定成本回收意味着即便电量利润归零（2021 式危机），容量收入仍覆盖折旧与 部分固定财务费用，亏损的深度与概率被机制性压缩。这是对火电"周期股"属性的重估： 2021 年 65.5% 亏损面的事件，在当前机制下不会以同样深度重演（电力深报第三章：26H1 亏损面仅 3.4%）。 分省执行细则与回收比例的年度爬坡是跟踪点^[3]。
• ③ 时序展望：容量收入占板块利润比重 2024 年起进入上行通道（机制元年+电量利润修复双低基）， 2026 提标后预计再上台阶；与本报告第二章"利用小时 4400→3935（2028E）"对照——电量的钱越来越薄、 容量的钱越来越厚，煤电的利润结构正在向"公用事业化"迁移，这是火电 PB 中枢上移的机制性理由， 也是评分框架中给火电"稳定性"加分项的定量依据（回应委托方对评分的修正意见）。

• ① 省级月度中位：代理购电价格月度中位（32 省口径）2022-01 为 419.7 厘/千瓦时， 2024 年中约 410 厘平台，2025 年起加速下行，2026 年 1-9 月在 345-364 厘区间（较 2022 年初 -17%） ——9 月代理购电环比回升（景气模块口径）但同比仍深降；对照煤电基准价，辽宁/湖南已低于基准 8-11 分 （电力深报第六章）。
• ② 公司级季度电价：6 家主要火电 2026H1 上网电价同比：内蒙华电 -39.0 元/千千瓦时（-9.6%）、 华能国际 -24.9（-5.1%）、国电电力 -23.1（-5.5%）、建投能源 -18.4（-4.2%）、大唐发电 -17.8（-3.9%）、 华电国际 -0.4（≈持平）——华电国际的电价韧性（高长协+山东/河北结构）使其成为本轮 "量价双稳"的异类样本，也是其 2026H1 业绩韧性的直接来源。
• ③ 分省 vs 基准价的时序结构：电价降幅前列的辽宁/湖南/海南/黑龙江等是供给宽松与 新能源入市冲击叠加最深的区域；降幅最浅的上海（+0.4 分）靠负荷与气电结构支撑—— 区域电价的分化即"各省电力供需的实时投票"，这也是电力深报第九章区域优选（新疆/内蒙量增、 上海/广东价韧）的数据基础。

图：32 省代理购电价格月度中位（厘/千瓦时，2022-01 至 2026-09，上）与 北港 Q5500 动力煤平仓价月均（元/吨，2021-01 至 2026-09，下；阴影为长协合理区间 570-770 元）。 电价与煤价的"剪刀"在 2025 年后重新张开（本报告复算，电力行业月度数据库 202609 + 新华财经 EDB）。

口径：季度上网电价当季值（元/千千瓦时，含税），电力行业月度数据库 202609（本报告复算）。

• ① 煤电摆钟：煤炭Ⅰ/火电Ⅲ PB 比当前 1.26（26 年中位 1.12、极值 2008-06 的 2.57 与 2015-09 的 0.52）——略偏煤炭但远未到 2016-17（约 1.5-1.9）火电被挤压的极端；摆钟位置意味着 "火电修复已付一半价"（火电Ⅲ PB 65% 分位、煤炭 86.4%），进一步超额需要价差兑现而非估值扩张。
• ② 股息表：华能国际 5.88%、皖能电力 5.16%、华电国际 4.78%、国电电力 4.58%—— 在长协落地前，股息是持有火电的"确定性利息"；2027 长协若回升 +2 分，按电力深报第九章弹性 （华能 +43.8 亿/+30%）兑现在 2027 年报。
• ③ 打分修正的回应：委托方指出"风电 PB 低可能是亏损预期、火电容量电价占比提升提高稳定性 应纳入评分"——本报告采纳：① 风电 16 家 26 中报零亏损（毛利中位 39.8%），其 PB 极值主要定价 电价远期曲线而非当期亏损，但保留"远期亏损可能"的折价假设（打分从 3.80 上调风险折价项说明）； ② 火电稳定性加分（容量电价机制+亏损面 3.4%）+ 深报 2026-09-24 估值维度改用 PB 绝对值 （破净/近破净群+4.6-5.9% 股息），火电打分 3.45→3.85，升至四电源第二—— 绝对便宜与股息在打分框架下得到应有权重。

图：煤炭Ⅰ/火电Ⅲ PB 比值（2000-2026 月度，申万官方估值复算；虚线为中位 1.12， 标注 2008-06 极值 2.57 与 2015-09 极值 0.52，当前 1.26）。

聚源个股日频复算（2026-09-18，与电力深报第四章同源）。

• ④ 股息的现金流验证：盈利修复正在变成现金与分红——四家全国性火电 2025 年经营现金流 合计 1859 亿（华能 672 / 国电 537 / 大唐 378 / 华电 272），华能 2025 年自由现金流 （OCF-capex）+89 亿、2021 年来首次转正；分红率集体上台阶：华能 37.2%→41.8%→43.6%， 国电电力 2025 年提到 60.1%，华电国际修复至 26.9%（2024 年 23.7%）。 2021 年"火电欠得起分红"的资产负债表，到 2025 年已经还清——5.88% 的股息率背后是 可验证的现金流，不是博弈性分红。

口径：聚源合并现金流量表（OCF、购建长期资产支出）与分红明细 （分红总额/归母净利，含中期+年度，本报告计算）。2021 年华能 OCF 62 亿、华电 -64 亿为上一轮 煤价危机谷底，对应本期修复起点。

• 结论一（价差账本）：本轮煤价净侵蚀 -1.5~-3 分（长协缓冲后）、电价 -4.1 分、 容量电价 +1~1.5 分——净缺口 5~7 分，需要 2027 长协回升 2~4 分+煤价回落闭合； 长协制度把"2021 式危机"改写成了"可控挤压"，这是本轮与 2017/2021 的本质区别。
• 结论二（商业模式）：容量电价提标使煤电向"容量+电量"双资产迁移，利润的公用事业化 （稳定性加分）与利用小时下行（电量贬值）同步发生——火电的终局是"电力系统 balancing 资产"， 估值锚从 PB 切到股息率（板块 3.68%）与容量收入占比。
• 结论三（配置）：维持电力深报排序——火电为底仓（华能 5.88% 股息）+2027 期权； 华电国际是本轮电价通缩中唯一的"价稳"样本；皖能/湖北能源为深度价值补充。触发点唯一： 2026Q4 的 2027 年度长协谈判（回升 2 分=价差闭合的最低要求）。

• 主要风险：①煤价站稳 1000 元以上（挤压超测算区间）；②2027 长协再度 -3 分以上 （2025-02 负样本重演）；③容量电价提标执行低于预期；④区域电价战蔓延至高价差省份； ⑤测算口径风险——敏感性锚点为历史归纳，长协结构变化可能改变传导效率。

编号按正文首现顺序（ol 原生编号，与上标 [n] 对应），同一来源多次引用共用一个编号；上标悬停可查看 (机构 日期)；图说出处保留在图说内；来源列表默认收起，点摘要行或导航「参考文献」展开。